WO2018138392A1 - Planta de generación de energía por aprovechamiento de energía solar - Google Patents

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Antonio Coronel Toro
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Ghenova Ingenieria, S.L.U
Capsun Technologies, Sl.
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    • Y02E10/60—Thermal-PV hybrids

Definitions

  • the present invention relates to a power generation plant for use of solar energy, which integrates the two main solar technologies: photovoltaic and solar thermal tower.
  • the option of using the hot fluid generated in the tower receiver for industrial applications requiring hot water or superheated fluid can be considered.
  • the main sector in which the project is framed is that of electricity generation through renewable energies.
  • the solar thermal energy uses optical means, usually mirrors, to generate concentrated light that is used to heat a heat transfer fluid.
  • Said superheated fluid is used as input in a traditional turbine cycle to heat another fluid, which is the one that enters the said cycle.
  • thermosolar has the competitive advantage that it is an energy that can be stored.
  • said energy is significantly more complex to handle than solar photovoltaic and other conventional sources, being therefore more expensive to produce electricity by this means than by other sources.
  • Photovoltaic solar energy is, however, much simpler.
  • certain governments have given a tremendous financial boost to large-scale manufacturing. All this means that the costs are much lower than those of solar thermal, and comparable to conventional sources.
  • the great disadvantage that it presents is that since it is a direct production of electricity, its storage is unviable unless batteries are used, which is extremely expensive and would require several replacements for the useful life of the plants. Therefore, photovoltaics do not allow large-scale storage in commercial plants, which implies that the delivery of energy to the grid is not synchronized with the real demand that an electric power company may have.
  • the two technologies that currently dominate the market are the parabolic cylinder and the tower.
  • a conduit or tube with the fluid to be heated circulates through the area of one or more parabolic mirrors that concentrate the solar radiation in said conduit.
  • the solar field concentrates the radiation at a single point located in the tower, where the receiver is located where the heat transfer fluid circulates
  • Parabolic cylinder technology is the most mature and has been dominant throughout the historical development of solar thermal energy.
  • the solar thermal towers are being imposed, since they have the advantage, among others, that the concentration of light is more effective than in the parabolic cylinder, and therefore higher temperatures can be reached and the efficiency of the thermodynamic cycles can be increased.
  • the circulation of the heat transfer fluids is limited to the central area of the plant where the tower is located, while in the parabolic cylinder, being a linear system, the tubes extend absolutely throughout the plant, which greatly increases its complexity. For this reason, thermosolar towers have lower generation costs than those of the parabolic cylinder and are, without a doubt, the bet of the future within this type of technologies.
  • PV Mirror project Another selective light filter application in solar applications has been reported in the PV Mirror project.
  • This project is developing the deposition of a multi-layer (up to 60 layers) on a film.
  • Said multilayer allows the useful radiation to pass to the photovoltaic cell and reflects the remainder to the absorber tube of the parabolic cylinder.
  • This film is suitable for use in parabolic cylinder applications, but has drawbacks in central tower systems, such as:
  • the parabolic cylinder is based on linear concentration of light while the tower concentrates two-dimensionally the light of a field of heliostats in the receiver plane. This means that the concentration in a tower is much higher than that of a parabolic cylinder and, even if effective radiation is removed from the receiver by the inclusion of the filter, it can reach temperatures high enough to have efficient thermodynamic cycles.
  • the parabolic cylinder is based on mirrors or curved facets, which implies the need to bend the crystalline structure of the silicon cells to have an optical continuity filter-cell, and for reasons of reliability and performance is not advisable perform these operations on this type of structure as it can easily induce breakage.
  • the parabolic cylinders are highly curved surfaces, the useful radiation catchment area is much smaller than the area of mirrors to be installed. In concrete this relation would be the diameter of the parabola divided between the perimeter of the semiparabola. This means that in order to capture the same light, a greater amount of filter surface must be put in, which has an impact on the cost of the installation.
  • thermo-solar plants are simpler and have lower costs than parabolic troughs. This is largely due to the fact that the entire thermodynamic cycle and circulation of fluids is limited to where the tower is located. However, in the case of the parabolic trough, the fluids have to carry out lakes along the entire length of the solar field, which increases the complexity of the installation and the cost of the same.
  • the power generation plant for use of solar energy of the invention assumes a new type of solar plant, which solves the drawbacks described.
  • the plant comprises a solar field formed by photovoltaic (PV) modules that, on the one hand, absorb part of the sunlight by injecting it into the network in the same way as a conventional PV photovoltaic plant while, on the other hand, , reflect the infrared rays and others outside the visible spectrum to a central receiver solar power plant (CSP), which allows the storage of energy by heating fluids.
  • PV photovoltaic
  • CSP central receiver solar power plant
  • ⁇ Solar field with photovoltaic plates with integrated filters of selective light reflection according to their wavelength, and ideally mounted in solar trackers (or heliostats), and provided with its auxiliary elements of photovoltaic production,
  • the receivers used in tower technology require high values of solar radiation concentration, which is why we use a multitude of mirrors, arranged in solar trackers or heliostats, which thanks to the action of a servomechanism can follow the movement of the sun and they are used to reflect incident direct solar radiation in a common focus.
  • Each heliostat of a central receiver plant has about 140m2 of reflective surface, usually formed by several slightly concave mirrors installed on a pillar in common to reduce costs.
  • the great novelty that is introduced within the invention is the replacement of the mirrors by photovoltaic modules with the integrated filter. Said filter will be responsible for transmitting the part of the solar spectrum in which the cell is very efficient and will reflect the rest to the receiver located in the tower.
  • a heliostat is composed mainly of a central post cemented to the ground, two helical tubes or arms (one on each side) that gives rigidity to the system and resistance to torsion; and a series of trusses that serve as anchoring for the mirrors in conventional systems or for the photovoltaic panels in this case. Also installed a mechanism, usually hydraulic, in the union of the two arms with the pedestal to provide the entire system with the ability to follow the sun with precision, in azimuth as normally also in inclination (two tracking axes).
  • the module or photovoltaic plate would be a commercial product of the multiple manufacturers that currently exist, so that the selective filters of sunlight would be laminated in them.
  • the main configurations of the heliostat field are reduced to two possibilities: north / south field and circular field.
  • north / south field Depending on the latitude of the site and the size of the plant, one or the other configuration will be chosen.
  • the farther away the equatorial power station is the greater the efficiency of a north / south field versus a circular one.
  • the north / south field requires higher towers -which implies higher costs- than the circular field for the same thermal power in the receiver.
  • a circular field will be convenient to the detriment of a north / south field.
  • Dichroic filter To achieve a differentiated treatment of sunlight according to the wavelength, so that a fraction of the spectrum is selectively reflected, while the other is transmitted through the device, different types of optical devices can be applied. Certainly the option with more technical feasibility and better possibilities of industrial scaling is constituted by a dichroic filter: an optical device used to reflect or transmit light selectively according to its wavelength. The cutting wavelength is chosen at will depending on the characteristic needs of the devices (photovoltaic, thermal or other solar collectors) to which the light is redirected.
  • a dichroic mirror consists of a stack of layers of two transparent materials of different refractive index. The low index layer / high index layer set may have a periodic sequence or not, depending on the characteristics of the desired reflection and transmission spectra. The control of transmitted / reflected light depends on several factors:
  • Dichroic mirrors are usually manufactured by sputtering techniques although in our case they can be prepared using a technique based on precursors obtained by the sol-gel method, which is specifically dip coating, with a clear industrial application. This technique allows the manufacture of mirrors on large substrates, so they are considered suitable to replace the techniques based on "sputtering" or other physical depositions in vapor phase used to obtain dichroic filters of small size, whose cost is, moreover, an order of magnitude greater.
  • the receiver is the unit where the solar energy from the heliostats is concentrated to transform it into thermal energy in the working fluid. To ensure that the energy that reaches the receiver is the maximum possible, it must be placed in height, reducing as much as possible the effects of shadows and blockages that may occur in the field of heliostats. In this sense, the main mission of the tower is to provide a height support to the receiver.
  • the towers built to date consist of metal or concrete structures and can easily reach 150 meters in height.
  • the heat is transported, from the receiver to the point of demand, by a heat transfer fluid and stored in thermal tanks in order to adapt, as far as possible, production to demand.
  • the main fluids used are steam and molten salts.
  • Solar radiation can not be stored. However, it is possible to do so with the thermal energy transported by the heat transfer fluid, which allows the plant to operate in periods of absence or high variability of solar radiation.
  • the most viable solution to conserve this thermal energy is the storage in two tanks of molten salts.
  • the system consists of two large thermal deposits, one hot and one cold.
  • the hot thermal fluid which leaves the receiver, is directed to the hot tank, which is maintained at the thermal level required by the power cycle.
  • the cold reservoir the cooled thermal fluid is accumulated, which has already exhausted its ability to yield heat and returns to the top of the tower, at the lowest possible temperature. Due to the existence of these two deposits, the hot deposit can accumulate heat when the solar production exceeds the demand.
  • the use block incorporates the elements capable of harnessing the energy captured in the form of heat for any use
  • a possible first set of elements would be a power cycle, type Rankine cycle.
  • the mission of this water-steam cycle is to transport water vapor from the steam generator to the steam turbine, once expanded and then condensed, pump the water to the generator, starting the cycle again.
  • different configurations of the cycle will be used. Generally, larger plants will require reheating and / or regeneration stages, which increase cycle performance but also make it more expensive.
  • Another possible second set of elements would be a set of exchangers for transferring heat from the heat transfer fluid to other fluids, for example to heat water.
  • Figure 1 shows a diagram of an embodiment of the plant of the invention. In it, the main elements of photovoltaic generation appear in a detail.
  • Figure 2.- Shows a section of a top glass of a photovoltaic plate with the built-in filter, and the optical operation scheme of the filter.
  • the power plant (1) for the generation of energy by use of solar energy of the invention comprises (see fig 1):
  • a solar field (2) comprising photovoltaic panels (3) (PV), the entire solar field (2) forming said photovoltaic panels (3), or being able to coexist with mirrors, not represented, with them,
  • At least one tower (5a) provided with a central thermosolar receiver (5b) (see fig 1) and towards which the solar thermal receiver (5b) are directed the reflected beams (101) by the filters (4) of the photovoltaic panels (3), and mirrors where appropriate, and
  • Said utilization block may comprise, for example, a power cycle (5c) for generation by means of turbines and connection to the network (80) -through a transformation center (81) - and / or heat exchangers, not shown, for fluid heating (for example water for other uses)
  • thermal energy molten salt tanks for storage of this heat transfer fluid for example
  • the invention is based on the integration, within a solar thermal system (5) of a central tower receiver, of a solar field where some or all of the elements that reflect the solar radiation to the central receiver (5b) comprise photovoltaic panels (3) (PV) on which a selective light filter (4) is deposited. Said filter (4) will pass to the corresponding photovoltaic plate (3) a certain band of the visible spectrum useful for the photovoltaic cells thereof, and will reflect the rest of the wavelengths towards the central receiver (5b) located at the top of the tower (5a).
  • the photovoltaic panels (3) also cooperate in the generation of energy by photoelectric effect increasing the performance of the plant (1), and will also be connected to the network (80) through the corresponding inverter (30), and from the center of transformation (81), may also comprise batteries (82) for storage of energy generated in this way.
  • the filters (4) are configured to let the solar radiation of visible wavelengths pass towards the corresponding photovoltaic plate (3), and to reflect the solar radiation of shorter and longer wavelengths with respect to the visible radiation towards the central receiver (5b).
  • a preferred spectral plot of the reflected wavelengths would be the next, where the thick line reflects said reflected wavelengths:
  • the filters (4) comprise dichroic filters, ideally Bragg reflectors comprising layers of transparent conductive oxides (4a, 4b) of high / low refractive index laminated on the photovoltaic plates (3) .
  • Said layers of metal oxides (4a, 4b) are ideally laminated on the photovoltaic plates (3) by dip coating, although they can also be arranged by sputtering or any other means, and said oxides will preferably be silicon oxide as a low-index element. of refraction and titanium oxide as a high refractive index element.
  • FIG 2 a possible section of a filter (4) configured as a Bragg reflector or 1D photonic crystal under the transparent cover of a photovoltaic plate (3) is shown.
  • the incident light beam (100) undergoes reflection and refraction processes in all the intercals (40) that exist between the different layers (4a, 4b) and between the last layer (4a) and the air interior and the first layer (4a) and the base or substrate (49) that forms the transparent cover, so that the reflected parts (102) in the different interfaces (40) leave the filter (4) forming a reflected beam (101).
  • each reflected part (102) traverses different optical paths, it has generated optical interference processes that cancel out certain ranges of wavelengths in the resulting reflected beam (101). Precisely that range not reflected (104) will be that transmitted to the photovoltaic plate (3).
  • the number of layers (4a, 4b) would be from 1 to 200. More preferably it would be from 4 to 100 and even more preferably from 5 to 20.
  • the design of the filter (4) will be preferably defined by the following expression: substrate / (aiT02) / (biS02) / (a 2 T02) / (b 2 S02) / / (a n T 02) / (b n S02) /
  • first layers (4a) could correspond to the layers of ⁇ 02 and the second layers (4b) could correspond to the layers of Si02 or vice versa.
  • a1, a2, ... an will be thicknesses with different values between them and in turn different from the values of b1, b2 ..., bn, which will also be different from each other, in order to cause reflections of lengths of different wave in each layer.
  • the thicknesses of both the silicon oxide and the titanium oxide will be between 50 and 1000 nm.
  • the layer structure of the filters will preferably be deposited on the internal face of the glass that makes up the commercial photovoltaic panels (3), which will therefore form the substrate (49), and whose photovoltaic panels (3) in turn will ideally be installed in heliostats (6) with tracking to two axes, and where preferably the assemblies of photovoltaic panels (3) in heliostats (6) comprise surfaces comprised between 50-200 m2, and will have a motor or tracking mechanism, not represented, preferably hydraulic or electromechanical.
  • the filter (4) is integrated in the photovoltaic plate (3) so it is a constituent part of any solar field and, by covering much more area, much cheaper manufacturing techniques are needed.
  • the arrangement of the heliostats (6) will be preferably north if it is in the northern hemisphere, circular if installed in equatorial areas and preferably south if it is in that hemisphere.
  • the solar field (2) can be completely formed by heliostats (6) + plates photovoltaic (3) + filters (4) or there may be a proportion of heliostats (6) + photovoltaic plates (3) + filters (4) / heliostat (6) + traditional mirror. In the latter case the proportion of heliostats (6) + photovoltaic plates (3) + filters (4) will preferably be 1% to 80%.
  • the other parameters of the plant will be conventional with respect to existing commercial solutions. By way of illustration and without the following numbers serving as parameters of defined and closed designs, some of the most representative ranges of said plants are listed.
  • the installed peak power will preferably be between 20-300MW
  • the heat transfer fluid will preferably be superheated steam or molten salts
  • the storage system will preferably be molten salts with a peak power delivery capacity between 1-20 hours.
  • the power cycle will preferably be a Rankine cycle and the tower will preferably be built with a concrete base and will have a height between 50-200 m.

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Abstract

Central (1) de generación de energía por aprovechamiento de energía solar que comprende: - un campo solar (2) que comprende placas fotovoltaicas (3) y sus elementos auxiliares de producción fotovoltaica, - unos filtros (4) de reflexión selectiva de luz en función de su longitud de onda, dispuestos en algunas o todas las placas fotovoltaicas (3), - al menos, una torre (5a) provista de un receptor termosolar (5b) central hacia el que se encuentran dirigidos los haces reflejados (101) por los filtros (4) de las placas fotovoltaicas (3), y - al menos, un bloque de aprovechamiento de la energía térmica captada.

Description

PLANTA DE GENERACIÓN DE ENERGÍA POR APROVECHAMIENTO DE
ENERGÍA SOLAR
D E S C R I P C I Ó N
OBJETO DE LA INVENCIÓN
La presente invención se refiere a una planta de generación de energía por aprovechamiento de energía solar, que integra las dos principales tecnologías solares: fotovoltaica y termosolar de torre. Alternativamente se puede considerar la opción de usar el fluido caliente generado en el receptor de la torre para aplicaciones industriales que necesitan agua caliente o fluido sobrecalentado.
SECTOR DE LA TÉCNICA
El sector principal en el que se encuadra el proyecto es el de generación eléctrica mediante energías renovables.
ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN
Dentro de las principales tecnologías solares se pueden distinguir dos grandes bloques: concentración solar térmica y tecnología solar fotovoltaica.
El principio de funcionamiento de ambas es completamente distinto, teniendo cada una de ellas sus ventajas e inconvenientes.
La energía termosolar usa medios ópticos, normalmente espejos, para generar luz concentrada que se utiliza para calentar un fluido caloportador. Dicho fluido sobrecalentado se usa como entrada en un ciclo de turbina tradicional para calentar otro fluido, que es el que entra en el citado ciclo.
Sin embargo, la energía solar fotovoltaica se caracteriza por el uso de semiconductores, principalmente silicio policristalino, que generan electricidad directa tras incidir sobre ellos la radiación solar por efecto fotoeléctrico. La energía termosolar tiene como gran ventaja que, debido a que utiliza fluidos, estos pueden almacenarse en tanques e introducirse en el ciclo de la turbina en el momento del día que más interese, o incluso durante la noche. Esto quiere decir que, la termosolar cuenta con la ventaja competitiva de que es una energía que puede almacenarse. Como gran inconveniente dicha energía es significativamente más compleja de manejar que la solar fotovoltaica y otras fuentes convencionales, siendo por ello más caro producir electricidad por este medio que por otras fuentes.
La energía solar fotovoltaica es, sin embargo, mucho más sencilla. Además, determinados gobiernos han dado un tremendo impulso financiero para la fabricación a gran escala. Todo ello redunda en que los costes son muy inferiores a los de la termosolar, y equiparable al de fuentes convencionales. La gran desventaja que presenta radica en que al ser una producción directa de electricidad es inviable su almacenamiento a no ser que se utilicen baterías, lo cual es tremendamente caro y necesitarían varios reemplazos para la vida útil de las plantas. Por ello la fotovoltaica no permite hacer almacenamiento a gran escala en plantas comerciales, lo que implica que la entrega de energía a la red no está sincronizada con la demanda real que pueda tener una eléctrica. Dentro del área de sistemas termosolares, las dos tecnologías que actualmente dominan el mercado son la de cilindro parabólico y la de torre. En las de cilindro parabólico, un conducto o tubo con el fluido a calentar circula por el ámbito de uno o más espejos parabólicos que concentran la radiación solar en dicho conducto. En la tecnología de torre el campo solar concentra la radiación en un solo punto ubicado en la torre, donde se ubica el receptor donde circula el fluido caloportador
La tecnología de cilindro parabólico es la más madura y ha sido la dominante a lo largo del desarrollo histórico de la energía termosolar. Sin embargo recientemente las torres termosolares se están imponiendo, ya que presentan entre otras la ventaja de que la concentración de luz es más efectiva que en el cilindro parabólico, y por ello se pueden alcanzar mayores temperaturas e incrementar la eficiencia de los ciclos termodinámicos. Además la circulación de los fluidos caloportadores se limita a la zona central de la planta donde se sitúa la torre, mientras que en el cilindro parabólico, al ser un sistema lineal, los tubos se extienden absolutamente por toda la planta, lo cual aumenta enormemente su complejidad. Por ello actualmente las torres termosolares tienen costes de generación inferiores a los del cilindro parabólico y son, sin lugar a dudas, la apuesta de futuro dentro de este tipo de tecnologías.
Relativo a la tecnología fotovoltaica, la tecnología claramente dominante es la de silicio mono o policristalino. Se trata de sistemas sencillos y con grandes economías de escala, por ello muy baratos, y que pueden competir en coste con fuentes de generación convencionales.
Se han reportado algunas aplicaciones de uso de filtros selectivos para aplicaciones solares. Destacar el sistema reportado por científicos del "Australian Center for Advanced Photovoltaics", que han desarrollado una torre puramente fotovoltaica con un filtro selectivo en lo alto de la torre, de forma que separa la luz redirigiéndola a dos tipos distintos de células fotovoltaicas situados alrededor de dicho filtro. Sin embargo este sistema no tiene receptor térmico y no almacenaría energía con la facilidad de la tecnología termosolar. Además la parte fotovoltaica no se basa en tecnología convencional y sí en células de concentración, mucho más caras; por su parte, el filtro solo ocupa una pequeña área en lo alto de la torre.
Otra aplicación de filtro selectivo de luz en aplicaciones solares se ha reportado en el proyecto PV Mirror. Dicho proyecto está desarrollando la deposición de una multi-capa (hasta 60 capas) sobre un film. Dicha multicapa deja pasar la radiación útil a la celda fotovoltaica y refleja el resto al tubo absorbedor del cilindro-parabólico. Dicho film es idóneo para ser utilizado en aplicaciones de cilindro parabólico, pero presenta inconvenientes en sistemas de torre central, como por ejemplo:
-El cilindro-parabólico se basa en concentración lineal de luz mientras que la torre concentra bidimensionalmente la luz de un campo de heliostatos en el plano receptor. Ello hace que la concentración en una torre sea muy superior que la de un cilindro parabólico y permita, aun quitándole radiación efectiva al receptor por la inclusión del filtro, alcanzar temperaturas lo suficientemente altas para tener ciclos termodinámicos eficientes.
-El cilindro parabólico se basa en espejos o facetas curvas, lo que implica la necesidad de curvar la estructura cristalina de las células de silicio para tener una continuidad óptica filtro-célula, y por cuestiones de fiabilidad y rendimiento no es aconsejable realizar estas operaciones sobre este tipo de estructuras ya que se puede inducir fácilmente a roturas.
-Su aplicación en cilindro-parabólico no puede hacerse directamente sobre elementos comerciales
-Al ser los cilindros parabólicos superficies altamente curvadas, el área de captación útil de radiación es mucho menor que el área de espejos que ha de instalarse. En concreto esta relación sería el diámetro de la parábola dividido entre el perímetro de la semiparábola. Ello hace que para captar la misma luz haya que poner mayor cantidad de superficie de filtro, repercutiendo en el coste de la instalación.
-Las centrales termo-solares de torre son más simples y tienen menores costes que las de cilindro-parabólicos. Ello se debe en gran parte a que todo el ciclo termodinámico y circulación de fluidos se circunscribe a donde se encuentra la torre. Sin embargo, en caso del cilindro-parabólico, los fluidos tienen que realizar lagos recorridos por toda la extensión del campo solar, lo cual aumenta la complejidad de la instalación y el coste de la misma.
EXPLICACIÓN DE LA INVENCIÓN
La planta de generación de energía por aprovechamiento de energía solar de la invención supone una nueva tipología de planta solar, que soluciona los inconvenientes descritos.
De acuerdo con la invención, la planta comprende un campo solar formado por módulos fotovoltaicos (PV) que, por un lado, absorben parte de la luz solar inyectándola en la red del mismo modo que una central fotovoltaica PV convencional mientras que, por el otro, reflejan los rayos infrarrojos y otros fuera del espectro visible a una central termosolar de receptor central (CSP), que permite el almacenamiento de energía mediante el calentamiento de fluidos. Esto se consigue a través de la inserción en los módulos fotovoltaicos de filtros selectivos de luz, que realizan una separación espectral de la radiación solar, lo cual puede hacerse a muy bajo coste utilizando técnicas de deposición de óxidos transparentes de alto/bajo índice de refracción ( ej. sputtering o dip-coating).
Se trata, por tanto, de un nuevo concepto de planta PV - CSP, cuyo núcleo tecnológico conceptual reside en la hibridación de un campo solar fotovoltaico y una central termosolar de torre.
A continuación se listan los principales elementos que componen nuestro sistema: · Campo solar: con placas fotovoltaicas con unos filtros integrados de reflexión selectiva de luz en función de su longitud de onda, y montadas idealmente en seguidores solares (o heliostatos), y provistas de sus elementos auxiliares de producción fotovoltaica,
• al menos, una torre provista de un receptor termosolar central.
· Bloque de aprovechamiento
• Medios de almacenamiento
A continuación se va a realizar una breve descripción de todo el sistema incluyendo campo solar, torre, receptor central y bloque de potencia. No obstante se centrarán el texto en la parte relativa al campo solar y la integración de filtro selectivo debido a que los otros componentes serían estándares.
Campo solar El campo solar es, sin lugar a dudas, la parte que más impacta el coste de una central termosolar de torre y la que va a sufrir modificaciones con respecto a tecnología de torre convencional en presente proyecto.
Los receptores utilizados en la tecnología de torre requieren valores altos de concentración de radiación solar, por ello se recurre al uso de multitud de espejos, dispuestos en seguidores solares o heliostatos, que gracias a la acción de un servomecanismo pueden seguir el movimiento del sol y se usan para reflejar la radiación solar directa incidente en un foco común. Cada helióstato de una planta de receptor central tiene unos 140m2 de superficie reflectante, formada generalmente por varios espejos ligeramente cóncavos instalados sobre un pilar en común para reducir costes. La gran novedad que se introduce dentro de la invención es la sustitución de los espejos por módulos fotovoltaicos con el filtro integrado. Dicho filtro se encargará de transmitir la parte del espectro solar en que la célula es muy eficiente y reflejará el resto al receptor situado en la torre. Un heliostato está compuesto principalmente de un poste central cimentado al terreno, dos tubos helicoidales o brazos (uno a cada lado) que dota de rigidez al sistema y resistencia a torsión; y una serie de cerchas que sirven de anclaje para los espejos en sistemas convencionales o para las placas fotovoltaicas en este caso. Igualmente se instala un mecanismo, normalmente hidráulico, en la unión de los dos brazos con el pedestal para dotar a todo el sistema de la capacidad de seguir el sol con precisión, en azimut como normalmente también en inclinación (dos ejes de seguimiento). El módulo o placa fotovoltaica sería un producto comercial de los múltiples fabricantes que actualmente existen, de forma que se laminaría en ellas los filtros selectivos de luz solar.
Las configuraciones principales del campo de heliostatos se reducen a dos posibilidades: campo norte/sur y campo circular. Según la latitud del emplazamiento y el tamaño de la central, se elegirá una u otra configuración. En general, cuanto más lejos se encuentra la central del ecuador, mayor es la eficiencia de un campo norte/sur respecto a uno circular. Sin embargo, el campo norte/sur requiere de torres más altas -lo que implica mayores costes- que el campo circular para una misma potencia térmica en el receptor. Así pues, para centrales de gran tamaño será conveniente un campo circular en detrimento de un campo norte/sur.
Filtro dicroicos Para lograr un tratamiento diferenciado de la luz solar según la longitud de onda, de manera que una fracción del espectro sea reflejada selectivamente, mientras que la otra sea transmitida a través del dispositivo, se pueden aplicar diferentes tipos de dispositivos ópticos. Seguramente la opción con más viabilidad técnica y mejores posibilidades de escalado industrial es la constituida por un filtro dicroico: un dispositivo óptico utilizado para reflejar o transmitir la luz selectivamente según su longitud de onda. La longitud de onda de corte se elige a voluntad en función de las necesidades características de los dispositivos (captadores solares fotovoltaicos, térmicos u otros) a los que se redirija la luz. De forma genérica, un espejo dicroico consiste en un apilamiento de capas de dos materiales transparentes de distinto índice de refracción. El conjunto capa bajo índice/capa alto índice puede tener una secuencia periódica o no, dependiendo de las características de los espectros de reflexión y transmisión deseados. El control de la luz trasmitida/reflejada depende de diversos factores:
• índice de refracción de las componentes individuales.
• Espesor de las capas y número de capas apiladas.
• Angulo de incidencia de la luz.
Los espejos dicroicos suelen fabricarse por técnicas de sputtering si bien en nuestro caso se pueden preparar mediante una técnica basada en precursores obtenidos mediante el método sol-gel, que específicamente se trata de recubrimiento por inmersión (dip coating), con una clara aplicación industrial. Esta técnica permite la fabricación de espejos en sustratos de gran tamaño, por lo que se consideran idóneas para sustituir las técnicas basadas en "sputtering" u otras deposiciones físicas en fase vapor empleadas para obtener filtros dicroicos de pequeño tamaño, cuyo costo es, además, un orden de magnitud mayor. Torre y receptor central
El receptor es la unidad donde se concentra la energía solar proveniente de los helióstatos para transformarla en energía térmica en el fluido de trabajo. Para conseguir que la energía que llega al receptor sea la máxima posible, éste debe situarse en altura, reduciendo en lo posible los efectos de sombras y bloqueos que pueden darse en el campo de helióstatos. En este sentido, la principal misión de la torre es la de proporcionar un soporte en altura al receptor. Las torres construidas hasta la fecha consisten en estructuras metálicas o de hormigón y pueden alcanzar fácilmente los 150 metros de altura.
Existen en la actualidad diversos tipos de receptores (de cavidad o externos) cuya elección depende de factores técnico-económicos ya que no está demostrada que una tecnología u otra sea mejor que las demás. El diseño básico del receptor y la torre suelen realizarse teniendo en cuenta los siguientes factores: • Tamaño óptimo para minimizar pérdidas térmicas
• Alto flujo de radiación incidente
• Diseño optimizado para trabajar a los límites máximos de temperatura de los componentes metálicos
· Máxima eficiencia térmica
El calor se transporta, desde el receptor hasta el punto de demanda, mediante un fluido caloportador y se almacena en depósitos térmicos a fin de adecuar, en la medida de lo posible, la producción a la demanda. Los principales fluidos que se utilizan son vapor y sales fundidas.
Medios de almacenamiento
La radiación solar no puede almacenarse. Sin embargo, sí es posible hacerlo con la energía térmica que transporta el fluido caloportador, lo que permite a la planta operar en períodos de ausencia o alta variabilidad de la radiación solar. En la actualidad, la solución más viable para conservar esta energía térmica es la del almacenamiento en dos tanques de sales fundidas. El sistema consiste en dos grandes depósitos térmicos, uno caliente y otro frío. El fluido térmico caliente, que sale del receptor, se dirige al depósito caliente, el cual se mantiene al nivel térmico requerido por el ciclo de potencia. En el depósito frío se acumula el fluido térmico enfriado, que ya ha agotado su capacidad de ceder calor y retorna a lo alto de la torre, a la menor temperatura posible. Debido a la existencia de estos dos depósitos, el depósito caliente puede acumular calor cuando la producción solar supera la demanda.
Bloque de aprovechamiento
El bloque de aprovechamiento incorpora los elementos capaces de aprovechar la energía captada en forma de calor para cualquier uso
Un posible primer conjunto de elementos sería un ciclo de potencia, tipo ciclo Rankine. La misión de este ciclo agua-vapor consiste en transportar el vapor de agua desde el generador de vapor hasta la turbina de vapor para, una vez expandido y posteriormente condensado, bombear el agua hacia el generador, comenzando de nuevo el ciclo. Dependiendo del tipo de central que se tenga, se utilizarán diferentes configuraciones del ciclo. Generalmente, las plantas que mayor tamaño requerirán de etapas de recalentamiento y/o regeneración, que aumentan el rendimiento del ciclo pero a su vez también lo encarecen.
También es necesario tener en cuenta qué clase de fluido térmico utilizará la planta pues, dependiendo de si es agua o sales fundidas, la etapa de generación de vapor será distinta para cada caso.
Otro posible segundo conjunto de elementos, alternativo o complementario al anterior, sería un conjunto de intercambiadores para trasladar calor del fluido caloportador a otros fluidos, por ejemplo para calentar agua. BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS
Para complementar la descripción que se está realizando y con objeto de ayudar a una mejor comprensión de las características de la invención, se acompaña como parte integrante de dicha descripción, un juego de dibujos en donde con carácter ilustrativo y no limitativo, se ha representado lo siguiente:
Figura 1.- Muestra un esquema de una realización de la central de la invención. En la misma aparecen en un detalle los elementos principales de la generación fotovoltaica. Figura 2.- Muestra una sección de un vidrio superior de una placa fotovoltaica con el filtro incorporado, y el esquema de funcionamiento óptico del filtro.
REALIZACIÓN PREFERENTE DE LA INVENCIÓN La central (1) de generación de energía por aprovechamiento de energía solar de la invención comprende (ver fig 1):
-un campo solar (2) que comprende placas fotovoltaicas (3) (PV), configurando la totalidad del campo solar (2) dichas placas fotovoltaicas (3), o pudiendo coexistir con espejos, no representados, con las mismas,
-unos filtros (4) (ver fig 2) de reflexión selectiva de luz en función de su longitud de onda, dispuestos en algunas o todas las placas fotovoltaicas (3),
-al menos, una torre (5a) provista de un receptor termosolar (5b) central (ver fig 1) y hacia cuyo receptor termosolar (5b) se encuentran dirigidos los haces reflejados (101) por los filtros (4) de las placas fotovoltaicas (3), y de los espejos en su caso, y
-al menos, un bloque de aprovechamiento de la energía térmica captada.
Dicho bloque de aprovechamiento puede comprender por ejemplo un ciclo de potencia (5c) para generación mediante turbinas y conexión a la red (80) -a través de un centro de trasformacion (81)- y/o unos intercambiadores de calor, no representados, para calentamiento de fluidos (por ejemplo agua para otros usos)
También se ha previsto la disposición opcional de unos medios de almacenamiento (5d) de energía térmica (tanques de sales fundidas para almacenamiento de este fluido caloportador por ejemplo) para almacenamiento de excedentes de producción térmica en periodos valle de consumo/generación.
De esta forma se plantea en la invención la integración, dentro de un sistema termosolar (5) de receptor central de torre, de un campo solar donde algunos o todos los elementos que reflejan la radiación solar hacia el receptor central (5b) comprenden placas fotovoltaicas (3) (PV) sobre las que se deposita un filtro (4) selectivo de luz. Dicho filtro (4) dejará pasar hacia la placa fotovoltaica (3) correspondiente cierta franja del espectro visible útil para las células fotovoltaicas de la misma, y reflejará el resto de longitudes de onda hacia el receptor central (5b) situado en lo alto de la torre (5a). Por tanto las placas fotovoltaicas (3) también cooperan en la generación de energía por efecto fotoeléctrico aumentando el rendimiento de la planta (1), y estarán conectadas igualmente a la red (80) a través del correspondiente inversor (30), y del centro de transformación (81), pudiendo también comprender baterías (82) para almacenamiento de energía generada de esta forma. De forma preferente los filtros (4) se encuentran configurados para dejar pasar la radiación solar de longitudes de onda visibles hacia la placa fotovoltaica (3) correspondiente, y reflejar la radiación solar de longitudes de onda más cortas y largas respecto a la radiación visible hacia el receptor central (5b). Una gráfica espectral preferente de las longitudes de onda reflejadas sería la siguiente, donde la línea gruesa refleja dichas longitudes de onda reflejadas:
Figure imgf000013_0001
De forma muy preferente (ver fig 2), los filtros (4) comprenden filtros dicroicos, idealmente reflectores de Bragg que comprenden capas de óxidos conductores transparentes (4a, 4b) de alto/bajo índice de refracción laminadas sobre las placas fotovoltaicas (3). Dichas capas de óxidos metálicos (4a, 4b) se encuentran idealmente laminadas sobre las placas fotovoltaicas (3) mediante recubrimiento por inmersión, aunque también pueden disponerse mediante sputtering o cualquier otro medio, y dichos óxidos serán preferentemente óxido de silicio como elemento de bajo índice de refracción y oxido de titanio como elemento de alto índice de refracción.
Por ejemplo, en la figura 2 se muestra una posible sección de un filtro (4) configurado como reflector de Bragg o cristal fotónico 1 D bajo la cubierta transparente de una placa fotovoltaica (3). En una estructura de este tipo, el rayo de luz incidente (100) sufre procesos de reflexión y refracción en todas las intercaras (40) que existen entre las diferentes capas (4a, 4b) y entre la última capa (4a) y el aire interior y la primera capa (4a) y la base o sustrato (49) que configura la cubierta transparente, de forma que las partes reflejadas (102) en las distintas intercaras (40) salen del filtro (4) formando un haz reflejado (101) en el cual, dado que cada parte reflejada (102) recorre diferentes caminos ópticos, ha generado procesos de interferencia óptica que anulan ciertos rangos de longitudes de onda en el haz reflejado (101) resultante. Precisamente ese rango no reflejado (104) será el transmitido hacia la placa fotovoltaica (3). Preferentemente el número de capas (4a, 4b) sería de 1 a 200. Más preferentemente sería de 4 a 100 y aún más preferentemente de 5 a 20.
El diseño del filtro (4) estará definido preferentemente por la siguiente expresión: sustrato/(aiT¡02) / (biS¡02)/ (a2T¡02) / (b2S¡02)/ / (anT¡02) / (bnS¡02)/
Siendo a1 , a2....an el espesor de las distintas capas del óxido de titanio y b1 , b2, ... bn el espesor de las capas de óxidos de silicio, y donde las primeras capas (4a) podrían corresponder a las capas de ΤΊ02 y las segundas capas (4b) podrían corresponder a las capas de Si02 o viceversa.
Preferentemente a1 , a2, ... an, serán espesores con valores distintos entre ellos y a su vez diferentes a los valores de b1 ,b2... ,bn, que también serán distintos entre sí, con el fin de ocasionar reflexiones de longitudes de onda diferentes en cada capa.
Preferentemente los espesores tanto del óxido de silicio como el óxido de titanio estarán comprendidos entre 50 y 1000 nm. La estructura de capas de los filtros se depositará preferentemente en la cara interna del vidrio que compone las placas fotovoltaicas (3) comerciales, que formará por lo tanto el sustrato (49), y cuyas placas fotovoltaicas (3) a su vez se instalarán idealmente en heliostatos (6) con seguimiento a dos ejes, y donde preferentemente los montajes de placas fotovoltaicas (3) en heliostatos (6) comprenden superficies comprendidas entre 50-200 m2, y tendrán un motor o mecanismo de seguimiento, no representado, preferentemente hidráulico o electromecánico. De esta forma el filtro (4) se encuentra integrado en la placa fotovoltaica (3) por lo que es una parte constituyente de todo campo solar y, al cubrir mucha más área, se necesitan técnicas de fabricación mucho más baratas.
La disposición de los heliostatos (6) será preferentemente norte si se está en el hemisferio norte, circular si se instala en zonas ecuatoriales y preferentemente de distribución sur si se encuentra en dicho hemisferio. El campo solar (2) puede estar formado completamente por heliostatos (6) + placas fotovoltaicas (3) + filtros (4) o bien puede haber una proporción de heliostatos (6) + placas fotovoltaicas (3) + filtros (4) / heliostato (6) + espejo tradicional. En este último caso la proporción de heliostatos (6) + placas fotovoltaicas (3) + filtros (4) será preferentemente del 1 % al 80%.
Los demás parámetros de la planta serán convencionales con respecto a soluciones comerciales ya existentes. A modo ilustrativo y sin que sirvan los siguiente números como parámetros de diseños definidos y cerrados, se listan algunos de los rangos más representativos de dichas plantas. La potencia pico instalada será preferentemente entre 20-300MW, los fluido caloportadores serán preferentemente vapor sobrecalentado o sales fundidas, el sistema de almacenamiento será preferentemente por sales fundidas con una capacidad de entrega a potencia pico entre 1-20 horas. El ciclo de potencia será preferentemente un ciclo Rankine y la torre se construirá preferentemente con una base de hormigón y tendrá una altura entre 50-200 m.

Claims

REIVINDICACIONES
1. -Central (1) de generación de energía por aprovechamiento de energía solar, caracterizada porque comprende:
-un campo solar (2) que comprende placas fotovoltaicas (3) y sus elementos auxiliares de producción fotovoltaica,
-unos filtros (4) de reflexión selectiva de luz en función de su longitud de onda, dispuestos en algunas o todas las placas fotovoltaicas (3),
-al menos, una torre (5a) provista de un receptor termosolar (5b) central hacia el que se encuentran dirigidos los haces reflejados (101) por los filtros (4) de las placas fotovoltaicas (3), y
-al menos, un bloque de aprovechamiento de la energía térmica captada.
2. -Central (1) de generación de energía por aprovechamiento de energía solar según reivindicación 1 caracterizada porque el bloque de aprovechamiento comprende un ciclo de potencia (5c) para generación y conexión a la red (80) y/o unos intercambiadores de calor para calentamiento de fluidos.
3. -Central (1) de generación de energía por aprovechamiento de energía solar según cualquiera de las reivindicaciones anteriores caracterizada porque comprende unos medios de almacenamiento (5d) de energía térmica.
4. -Central (1) de generación de energía por aprovechamiento de energía solar según reivindicación 3 caracterizada porque los medios de almacenamiento (5d) de energía térmica comprenden tanques de sales fundidas.
5. -Central (1) de generación de energía por aprovechamiento de energía solar según cualquiera de las reivindicaciones anteriores caracterizada porque los filtros (4) se encuentran configurados para dejar pasar la radiación solar de longitudes de onda visibles hacia la placa fotovoltaica (3) correspondiente, y reflejar la radiación solar de longitudes de onda más cortas y largas respecto a la radiación visible hacia el receptor central (5b).
6. -Central (1) de generación de energía por aprovechamiento de energía solar según cualquiera de las reivindicaciones anteriores caracterizada porque los filtros (4) comprenden filtros dicroicos.
7. -Central (1) de generación de energía por aprovechamiento de energía solar según reivindicación 6 caracterizada porque los filtros (4) dicroicos comprenden reflectores de Bragg, que comprenden capas de óxidos conductores transparentes (4a, 4b) de alto/bajo índice de refracción laminadas sobre las placas fotovoltaicas (3).
8. -Central (1) de generación de energía por aprovechamiento de energía solar según reivindicación 7 caracterizada porque las capas de óxidos conductores transparentes (4a, 4b) se encuentran laminadas sobre las placas fotovoltaicas (3) mediante recubrimiento por inmersión.
9. -Central (1) de generación de energía por aprovechamiento de energía solar según reivindicación 7 caracterizada porque las capas de óxidos conductores transparentes (4a, 4b) se encuentran laminadas sobre las placas fotovoltaicas (3) mediante sputtering.
10. -Central (1) de generación de energía por aprovechamiento de energía solar según cualquiera de las reivindicaciones 7 a 9 caracterizada porque cada filtro (4) comprende un número de capas de óxidos conductores transparentes (4a, 4b) comprendido entre 1 y 200.
1 1. -Central (1) de generación de energía por aprovechamiento de energía solar según reivindicación 10 caracterizada porque cada filtro (4) comprende un número de capas de óxidos conductores transparentes (4a, 4b, 4c) comprendido 4 y 100.
12. -Central (1) de generación de energía por aprovechamiento de energía solar según reivindicación 1 1 caracterizada porque cada filtro (4) comprende un número de capas de óxidos conductores transparentes (4a, 4b, 4c) comprendido entre 5 y 20.
13. -Central (1) de generación de energía por aprovechamiento de energía solar según cualquiera de las reivindicaciones 7 a 12 caracterizada porque las capas de óxidos conductores transparentes (4a, 4b) comprenden capas de óxido de silicio como elemento de bajo índice de refracción y de óxido de titanio como elemento de alto índice de refracción.
14. -Central (1) de generación de energía por aprovechamiento de energía solar según reivindicación 13 caracterizada porque el diseño del filtro (4) se encuentra definido por la expresión: sustrato/(aiT¡02) / (biS¡02)/ (a2T¡02) / (b2S¡02)/ / (anT¡02) / (bnS¡02)/
Siendo a1 , a2....an el espesor de las distintas capas del óxido de titanio y b1 , b2, ... bn el espesor de las capas de óxidos de silicio.
15. -Central (1) de generación de energía por aprovechamiento de energía solar según reivindicación 14 caracterizada porque a1 , a2,... an, tienen valores distintos entre ellos y a su vez diferentes a los valores de b1 ,b2... ,bn, que también son distintos entre sí.
16. -Central (1) de generación de energía por aprovechamiento de energía solar según cualquiera de las reivindicaciones 12 a 15 caracterizada porque las capas de óxido de silicio y de óxido de titanio tienen espesores comprendidos entre 50 y 1000 nm.
17. -Central (1) de generación de energía por aprovechamiento de energía solar según cualquiera de las reivindicaciones 12 a 16 caracterizada porque las capas de óxido de silicio y de óxido de titanio se encuentran laminadas por la cara interna del vidrio exterior (3a) de la placa fotovoltaica (3) correspondiente.
18. -Central (1) de generación de energía por aprovechamiento de energía solar según cualquiera de las reivindicaciones anteriores caracterizada porque las placas fotovoltaicas (3) se encuentran dispuestas sobre heliostatos (6).
19. -Central (1) de generación de energía por aprovechamiento de energía solar según reivindicación 18 caracterizada porque los heliostatos (6) comprenden dos ejes de seguimiento.
20. -Central (1) de generación de energía por aprovechamiento de energía solar según cualquiera de las reivindicaciones 18 o 19 caracterizada porque los montajes de placas fotovoltaicas (3) en heliostatos (6) comprenden superficies comprendidas entre 50-200 m2.
21. -Central (1) de generación de energía por aprovechamiento de energía solar según cualquiera de las reivindicaciones anteriores caracterizada porque el campo solar (2) contiene una proporción comprendida entre el 1 % y el 80% de heliostatos (6) + placas fotovoltaicas (3) + filtros (4), y el resto de espejos.
22. -Central (1) de generación de energía por aprovechamiento de energía solar según cualquiera de las reivindicaciones anteriores caracterizada porque el campo solar (2) tiene configuración norte para localizaciones en el hemisferio norte, configuración sur para localizaciones en el hemisferio norte y configuración circular para localizaciones en zonas ecuatoriales.
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